Die Kunst, niederfrequente Schwingungen zu messen

Unterschiedliche Schwingungs- und Bewegungserscheinungen an Windenergieanlagen (Grafik: Prüftechnik)
Unterschiedliche Schwingungs- und Bewegungserscheinungen an Windenergieanlagen (Grafik: Prüftechnik)
30.04.2015

Niederfrequent sicher zu messen hat Tücken und einige Besonderheiten, die auch Sensor- und Messtechnikhersteller vor neue Aufgaben stellen. Im Nachfolgenden stellt die Prüftechnik Condition Monitoring GmbH vor, wie sie neue Produkte sowohl auf eigenen Prüfeinrichtungen testet als auch auf Windenergieanlagen erprobt.

Rotorblätter in Windenergieanlagen (WEA) werden länger, drehen dafür aber langsamer. Multi-Megawattwindenergieanlagen werden noch langsamer drehen, so dass reproduzierbare niederfrequente Schwingungsmessungen nicht nur für den Hauptrotor, sondern auch für langsam laufende Getriebekomponenten und Wälzlagerungen mehr an Bedeutung gewinnen. Doch niederfrequent sicher zu messen hat Tücken und einige Besonderheiten, die auch Sensor- und Messtechnikhersteller vor neue Aufgaben stellen.  Nachfolgend wird vorgestellt, wie die Prüftechnik Condition Monitoring GmbH neue Produkte sowohl auf eigenen Prüfeinrichtungen testet als auch auf WEA erprobt.

Die Windenergie ist bezüglich Anlagengröße eine der am „stürmischsten“ gewachsenen Industriebranchen. Anlagenhersteller hatten nur wenig Möglichkeit, die immer leistungsstärkeren WEA zu erproben, was sich zum Teil auf die Anlagenverfügbarkeit negativ auswirkte. Condition Monitoring Systeme (CMS) bieten Möglichkeiten, mehr Informationen zum Lauf-, Betriebs- und Funktionsverhalten einer WEA zu ermitteln. Dies funktioniert im schnell und mittelschnell laufenden Triebstrangbereich schon ziemlich gut und ist Grundlage des schwingungsbasierten Condition Monitorings. Schwierigkeiten gibt es dagegen im langsam drehenden Bereich und bei niederfrequenten Schwingungen.

Es kam vor, dass sich Ergebnisse von Schwingungsmessungen untereinander nicht vergleichen ließen, oder die WEA hatten hohe spürbare Schwingungen und sichtbare Bewegungen, die sich messtechnisch nicht nachweisen ließen. Analysen und Recherchen ergaben Grenzen in der Sensorik, in der Messtechnik und in den Auswerteverfahren. Neue Messverfahren wie das „Resampling“ sind zwischenzeitlich zum Stand der Technik nicht nur beim Condition Monitoring von drehzahlvariablen  Windenergieanlagen geworden[1]. Erfahrungen mit dem Betriebswuchten von Rotorblättern bei Windenergieanlagen [2] zeigten, dass es Sinn macht, niederfrequente Schwingungen als weitere Informationsquelle für ein kontinuierliches Condition Monitoring zu verwenden. Im Rahmen der Normungsarbeiten zur VDI 3834[3] und zur ISO 10816-21[4] wurden niederfrequente Schwingungen als zusätzliches Kriterium definiert, um Schwingungszustände der langsam drehenden Baugruppen einschätzen zu können.

Was sind niederfrequente Schwingungen?

Als niederfrequente Schwingungen bezeichnet man Bezug nehmend zu VDI 3834 und zu ISO 10816-21 alle Schwingungen von 0,1 Hz bis 10 Hz. Zu  bewerten sind jeweils Schwinggeschwindigkeiten und Beschleunigungen, wobei der ungünstigste Wert zählt. Welche Erregerfrequenzen in diesem Frequenzbereich von welcher Baugruppe erregt werden, lässt sich am besten auf Basis von Kinematik- und Frequenztabellen in der CMS-Software ermitteln.

Zuerst ist natürlich die Drehfrequenz des Hauptrotors mit mehreren Harmonischen zu berücksichtigen. Dann wirkt am Hauptrotor mit drei Rotorblättern die Rotorblattpassierfrequenz (3p) mit Vielfachen. An der Hauptlagerung entstehen neben den drehfrequenten Anregungen noch Anregungen aus der verwendeten Wälzlagerung (Außenring, Innenring, Wälzkörper und Käfig). Am Getriebeeintrieb liegen meist alle Drehfrequenzen der ersten Getriebestufe (LSS) und die Wälzlagerfrequenzen im Frequenzbereich 0,1 Hz bis 10 Hz. Bei Planetengetrieben sind dann noch die Anzahl der Planeten und die damit ermittelten Überrollfrequenzen zu berücksichtigen. Inwieweit dann Anregungen von weiteren Getriebestufen im Frequenzbereich 0,1 Hz bis 10 Hz liegen, hängt vom Triebstrangdesign, vom Getriebedesign und von den gefahrenen Drehzahlen ab.

Neben diesen drehzahlabhängigen  Erregerfrequenzen wirken im Frequenzbereich 0,1 Hz bis 10 Hz mehr oder weniger stark diverse Eigenschwingungen von Rotorblatt, Turm, Gondel und/oder Triebstrang. Die Frequenzen und Amplitudenhöhen sind abhängig von der WEA-Ausführung und sollten dem verantwortlichen Monitoringcenter vorliegen. Advanced CMS, wie der VIBGUARD XP, sind in der Lage, selbst als FFT Analysator zu arbeiten, um solche Eigenfrequenzen temporär zu ermitteln oder diese sogar kontinuierlich bezüglich Amplitudenänderung zu überwachen.

PRÜFTECHNIK hat beispielhaft Zeitsignale der Schwinggeschwindigkeit und niederfrequente Schwinggeschwindigkeitsspektren gemessen, bei 6 U/min und 7 U/min direkt in der Nabe einer 2-MW-Windenergieanlage. Der Vergleich der Frequenzspektren zeigt, wie es bei 6 U/min zu einer Resonanz zwischen Rotorblattpassierfrequenz und Turmeigenfrequenz kommt. Bei 7 U/min liegt die 3p-Frequenz wieder höher und die Turmeigenfrequenz bei 0,33 Hz wird nicht mehr so stark angeregt. Resonanzanregungen führen meist zu Zusatzschwingungen und Zusatzbewegungen, die man in der Gondel auch spüren kann. Unterschiedliche Resonanzphänomene können zu unterschiedlichen Schwingbewegungen führen. Solch niederfrequente Schwingungen und Bewegungen in Bezug zur Schwerkraft oder relativ zu anderen Fixpunkten zu messen, vereinfacht das Verständnis und erleichtert Problemlösungen.

Niederfrequente Schwingungen und Bewegungen am drehenden Hauptrotor

Windenergieanlagen sind anspruchsvolle und komplexe Schwingungs- und Bewegungssysteme. Zuerst interessiert das Bewegungsverhalten der Antriebsmaschine „Rotor mit Rotorblatt“ miteinander und untereinander in Bezug zur Schwerkraft. Installiert man an den Hauptrotor einer Windenergieanlage Schwerkraft-Beschleunigungssensoren, lassen sich z.B. in Fliehkraftrichtung Rotorbewegungen richtungsabhängig zuordnen.

So hat PRÜFTECHNIK den Anfahrvorgang einer WEA untersucht. Befindet sich der am Rotor montierte Beschleunigungssensor unten, wird 1 g (9,81 m/s²) gemessen. Befindet sich der Beschleunigungssensor oben, wird -1g (-9,81 m/s²) gemessen. Treten Zusatzbeschleunigungen und Verkippungen in Bezug zur Schwerkraft auf, wirken vektorielle Einflüsse. Damit lässt sich messtechnisch sehr anschaulich verfolgen, wie der Rotor mit den Rotorblättern beschleunigt, dreht oder ausläuft.

Im Rahmen des Condition Monitoring kann man mit solcher Sensorik erkennen, ob immer wieder das gleiche Rotorblatt z.B. wegen einer Massenunwucht unten stehen bleibt. Auswerten lassen sich aus solchen Beschleunigungssensoren neben den Drehzahlen und Beschleunigungen auch die positionsabhängigen Zusatzbewegungen, Drehwinkellagen der einzelnen Rotorblätter und die wirkenden Unwuchten. Möglich wird sogar eine Qualitäts- und Abnahmekontrolle des Rotorblattsets in der WEA. Installiert man Schwerkraft-Beschleunigungssensoren in Windrichtung, bieten die gleichen Sensoren die Möglichkeit, niederfrequente Bewegungen und Schwingungen in Windrichtung zu messen und zu verfolgen. Dabei sind  natürlich noch die Richtungs- und Lageabhängigkeiten in Bezug zur Schwerkraft zu berücksichtigen. Gezielte Veränderungen im Pitchwinkel beeinflussen diese DC-Beschleunigungen. Es ergeben sich Möglichkeiten zur Prozesskontrolle und auch zur Steuerung der WEA.

Im Rahmen des Condition Monitorings interessiert, wie sich die elastischen Rotorblätter in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit verformen und wie gleichmäßig die drei Rotorblätter miteinander schwingen. Wenn Windgeschwindigkeiten stärker werden, verändern sich richtungsabhängig die Beschleunigungen, was sich für das Condition Monitoring von Rotorblättern verwenden lässt. Jetzt entsteht die Frage, wie sich solche veränderten Schwerkraft-Beschleunigungen erklären lassen. Antworten geben ODS-Analysen, bei denen baugleiche Sensoren in der Gondel, in der Nabe, in den Rotorblättern, am Triebstrang und am Turm installiert sind und zeit- und phasengleich messen.

Beim Condition Monitoring wecken solche innovativen Messmöglichkeiten die Begehrlichkeit, weitere Informationen zum Schwingungsverhalten in den oberen und unteren Umlenkpunkten der Rotorblätter zu erhalten. So führen Verschleiss in den Pitchlagerungen, elektrische oder hydraulische Pitchfehler oder lokale Rotorblattschäden zu Laufzeitunterschieden zwischen den drei Rotorblättern, die versuchsweise mit Kameras oder Lasertechnik überwacht werden. Oder es entstehen richtungsabhängige Zusatzschwingungen bzw. Zusatzbewegungen. Schwerkraft-Beschleunigungssensoren ermöglichen dies wesentlich einfacher. Es lassen sich einzelne Blattdurchgänge in Windkraftrichtung und eine gezoomte Darstellung einer Rotorblattschwingung abbilden. Analog lassen sich andere Positionen und Messrichtungen auswerten und für das Condition Monitoring nutzen.

Niederfrequente Schwingungsanalysen im stationären Turm/Gondelsystem

Beim Triebstrang-Condition Monitoring überwacht man zwischenzeitlich kontinuierlich die radialen und axialen Gondelschwingungen im Frequenzband 0,1 Hz bis 10 Hz. Zeigen sich in den Statistikverteilungen Überhöhungen, sollten die Ursachen analysiert und möglichst beseitigt werden. Wie ist dann das weitere Vorgehen? Zuerst bewerten Diagnostiker anhand von Frequenz- und/oder Ordnungsanalysen, welche Komponente wann und wie dominant ist. Dann versuchen Diagnostiker durch Messen von Auslaufamplitudenspektren oder durch Betriebsschwingformanalysen Eigenfrequenzanregungen zu identifizieren.

Sensoren, Messtechniken und Prüfmöglichkeiten

Verwenden von hybriden Beschleunigungssensoren

Insbesondere für die Windbranche wurde von PRÜFTECHNIK ein hybrider Beschleunigungssensor entwickelt, der ab 0 Hz messen kann (Typ VIB6.216). Der Sensor hat in x- und y-Richtung keine Dämpfung und die Empfindlichkeit beträgt 500 mV/g. Nutzer von Beschleunigungssensoren sollten beachten, dass solche idealen Kennlinien nur besondere Beschleunigungssensoren haben. Die am häufigsten verwendeten piezoelektrischen Beschleunigungssensoren konnten früher erst ab 2 Hz messen, dann ab 0,5 Hz und sind heute auch ab 0,1 Hz zu günstigen Preisen käuflich. Anwender sollten sich vom Sensorhersteller die Kennlinien der Sensoren bereit stellen lassen, um zu sehen, wie groß die Dämpfungen sind. So klingen auf den ersten Blick Abweichungen von 3 dB oder 9dB zahlenmäßig noch nicht viel, sie täuschen aber bezogen auf 100 mm/s Gondelschwingung, 70,8 mm/s (3dB) oder sogar 35,5 mm/s (9dB) vor. Dies hat zur Folge, dass Rotorblatt- und Gondelschwingungen im Messgerät um Größenordnungen zu niedrig erscheinen.

Anders ist es bei der  Wälzlagerzustandsanalyse. Hier sind piezoelektrische Beschleunigungssensoren unerreichbar und erlauben es, mögliche Beschleunigungsstöße bis 100 g und auch die hochfrequenten Wälzkörperkontaktresonanzfrequenzen zu erfassen. PRÜFTECHNIK hat mit dem neuen, hybriden Triax-Beschleunigungssensor die bewährte TANDEM-PIEZO-Technologie mit der MEMS-Technologie kombiniert. Damit lassen sich mit einem Sensor, neben Maschinendiagnosen in x, y und z-Richtung, zusätzliche Wälzlagerdiagnosen (in z-Richtung) und die zuvor beschriebenen richtungsabhängigen Beschleunigungsdiagnosen (in x- bzw. y-Richtung) ausführen.

Die Messkette bestimmt die Qualität der Ergebnisse

Sensoren allein genügen nicht, um niederfrequent exakt zu messen. DIN ISO 2159 und weitere Normen definieren, dass die gesamte Messkette mit maximal 2 dB Ungenauigkeit im spezifizierten Frequenzbereich arbeiten sollte. Messkette bedeutet Schwingungssensor, Messystem und auch Auswertesoftware. Dies beginnt bei der AD Wandlung und geht über die Messwertverarbeitung bis hin zur Integration, um Schwinggeschwindigkeiten zu erhalten. Hersteller von Hard- und Software benötigen geeignete Prüfeinrichtungen, um die gesamte Messkette bis hin zur Software anwendungsspezifisch anzupassen und zu kontrollieren.

Notwendige Qualitätskontrollen

Die Qualitäten von niederfrequenten Schwingungsmessungen lassen sich intern und extern prüfen und über Kalibrierstellen oder sogar von der PTB bestätigen. PRÜFTECHNIK verwendet neben „klassischen“ Mess- und Prüfeinrichtungen zusätzlich einen eigenen Drei-Achsen-Bewegungssimulator, mit dem man drehen, positionieren, verkippen, schwenken und pitchen kann, bei frei einstellbaren Drehraten, Frequenzen und Signalverläufen. Nachfolgend berichten wir über Kontrollmessungen mit VIBGUARD XP im Bewegungssimulator in Ismaning, wo sowohl Positioniervorgänge als auch Drehbewegungen und Pitchbewegungen ähnlich zu einer Windenergieanlage simuliert wurden. Um abzuschätzen, mit welchen Signalabweichungen im niederfrequenten Bereich zu rechnen ist, wurden gleichzeitig noch andere Beschleunigungssensoren mit geprüft.

Ausblick

Die beschriebenen Erfahrungen und Beispiele zeigen, dass auch Hersteller von Mess- und Prüftechniken Potential und Möglichkeiten haben, um mit innovativen und hybriden Lösungen der Windbranche neue Technologien zur Verfügung zu stellen. Sogar die langsam laufende Antriebsmaschine „Rotor mit Rotorblätter“ wird mit den vorgestellten neuen hybriden Triax-Beschleunigungssensoren messtechnisch erfassbar und damit überwachbar. Hersteller und Betreiber von WEA bekommen die Möglichkeit, das klassische Triebstrang-Condition Monitoring auf den Hauptrotor mit den Rotorblättern zu erweitern. Und es sollte bei zukünftigen Anlagen mit Einzelpitch sogar möglich werden, solche Beschleunigungssignale auch zur schwingungsarmen Pitchansteuerung zu verwenden.

Quelle: Prüftechnik Condition Monitoring GmbH

Literatur:

[1] www.telediagnose.com , Heft 5 und Heft 12
[2] Becker E., Lösl: „Unwucht birgt Gefahren für Komponenten- Das Auswuchten von Rotorblättern kann Schwingungen mindern“ Z. Erneuerbare Energien, 08-2009
[3] VDI 3834 Blatt 1 „Messung und Beurteilung der mechanischen Schwingungen von Windenergieanlagen und deren Komponenten- Windenergieanlagen mit Getrieben“
[4] ISO DIS 10816-21:2013 (E): “Mechanical vibration-Evaluation of machine vibration by measurements on non- rotating parts- Part 21: Horizontal axis wind turbines with gearbox”
[5] Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH, Geschäftsbereich Windenergie, 2013: „Richtlinie für die Zertifizierung von Condition Monitoring Systemen für Windenergieanlagen“